CC BY
14Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
УДК 556.3.01
ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НИЖНЕСРЕДНЕЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ТАЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ
HYDROGEODYNAMIC AND HYDROGEOCHEMICAL CONDITIONS OF THE LOWER-MIDDLE JURASSIC COMPLEX IN TALINSKOYE OIL FIELD
Р. Н. Абдрашитова, Р. С. Акжанов, Е. А. Лукьяненко
R. N. Abdrashitova, R. S. Akzhanov, E. A. Lukyanenko
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука СО РАН, г. Тюмень
Ключевые слова: минерализация подземных вод; сверхгидростатическое пластовое давление; Западно-Сибирский мегабассейн; фундамент; гидрогеохимическое поле Key words: mineralization of groundwater; super hydrostatic reservoir pressure; West Siberian megabasin;
basement; hydrogeochemicalfield
Гидрогеодинамические и гидрогеохимические условия нижнесреднеюрского комплекса рассмотрены на примере Талинского месторождения нефти, расположенного в пределах Красноленинского нефтегазоносного района. Данное месторождение выбрано в связи с наличием достаточного фактического гидрогеохимического материала, многочисленных актов испытаний скважин до начала эксплуатации и большого количества опубликованных материалов по метасоматозу юрских отложений в пределах данного месторождения. К настоящему времени здесь пробурено более 5 400 скважин. Месторождение имеет наибольшую площадь среди месторождений Красноленинского свода (более 160 км), что позволяет сделать выводы о региональных гидрогеологических закономерностях района исследований.
Рассматриваемое месторождение расположено в западной части ЗападноСибирского мегабассейна (ЗСМБ). Гидрогеологическая стратификация представляется в виде трех гидрогеологических бассейнов (палеозойского, мезозойского и кайнозойского) и семи самостоятельных гидрогеологических комплексов (ГК): олигоцен-четвертичного, турон-олигоценового, апт-альб-сеноманского, неоком-ского, верхнеюрского, нижнесреднеюрского, триас-палеозойского [1].
Особенности формирования подземных вод Красноленинского нефтегазоносного района ЗСМБ связаны с его уникальным геологическим строением: 1) близким расположением к Восточно-Уральскому краевому шву с многочисленными разрывными нарушениями, обусловившим пластово-блоковое строение и специфику химического состава и гидрогеодинамической обстановки нижнесреднеюр-ского гидрогеологического комплекса; 2) наличием мощной (до 700 м) толщи исключительно глинистых осадков фроловской свиты в составе меловых отложений, определившей элизионный водообмен [2].
Согласно результатам первых палеогидрогеологических исследований ЗСМБ [1, 3], наиболее масштабное перераспределение вещества в Красноленинском нефтегазоносном районе связано с элизионным водообменом, обусловленным выжиманием захороненных с осадками (главным образом глинистыми) природных вод в породы-коллекторы по мере возрастания геостатической нагрузки от вышезале-гающих отложений. В настоящее время с учетом последних данных по гидрогеохимии, геофизике, геотемпературам, пластовым давлениям, минеральному составу
и гидротермальной переработке пород следует также говорить о влиянии глубинных флюидов (вероятно, поступивших из фундамента в периоды тектонической активности) на состав пластовых вод.
К нижнесреднеюрскому ГК относятся отложения тюменской (ЮК2-4, ЮК5-6, ЮК7-9) и шеркалинской (ЮКю, ЮКц) свит. Гидрогеодинамические и гидрогеохимические условия рассмотрены на примере шеркалинской свиты. Ее мощность в пределах месторождения достигает 125 м, кровля отложений прослеживается на глубинах до 2 745 м. Первая пачка свиты соответствует пласту ЮКП и сложена кварцевыми гравелитами и грубозернистыми песчаниками с прослоями аргилли-топодобных глин. В верхней части пачки залегают радомские аргиллитоподобные глины. Разделом между пластами ЮКц и ЮКю служат тогурские глины. Пласт ЮКц представлен кварцевыми песчаниками и гравелитами с прослоями глин.
На основе анализа палеогеографических обстановок в районе исследований, мы предполагаем, что величина минерализации подземных вод в нижнесреднеюрское время не превышала 10 г/л — максимальной минерализации гидрокарбонатного и сульфатного типов вод, формирующихся в континентальных условиях.
В настоящее время подземные воды нижнесреднеюрского ГК имеют гидрокар-бонатно-хлоридный натриевый или хлоридный натриевый состав. Тип вод по В. А. Сулину — гидрокарбонатно-натриевый. Интервал изменения величины минерализации колеблется в широких пределах от 2-3 г/л до 14-16 г/л, причем в рассматриваемом комплексе наблюдается классическая гидрогеохимическая зональность, несмотря на общую инверсионную гидрогеохимическую зональность от апт-альб-сеноманского до нижнесреднеюрского ГК.
Минерализация, как было отмечено выше, в нижнесреднеюрском ГК увеличивается с глубиной. Хотя в отдельных скважинах в отложениях шеркалинской свиты Ю11 встречаются воды с минерализацией 2,4-5,3 г/л. Фоновая современная минерализация подземных вод нижнесреднеюрского ГК в районе исследований составляет 8-9 г/л, максимальные величины достигают 15-16 г/л. Последние значения превышают фоновые, но в целом являются нормальными для данных глубин, и достаточно часто встречающимися. Их формирование объясняется известными процессами взаимодействия в системе «вода — порода». Водорастворенные газы относятся к метановому типу (по Л. М. Зорькину) с концентрацией метана 85-95 %.
В региональном плане в сторону Северо-Сосьвинского свода, а также в восточном направлении от района исследований происходит смена типа подземных вод на хлоркальциевый по В. А. Сулину вследствие возрастания мощностей коллек-торских пород и отсутствия мощнейших глинистых пород, являющихся основным «источником» элизионных вод. Элизионный водообмен в районе исследований имел значительные масштабы. Отжатие вод происходило вниз от неокомских и верхнеюрских глин в породы-коллекторы юрского возраста, а также в восточном направлении. Расчеты числа циклов элизионного водобмена в настоящей статье не приводятся в связи с невозможностью достоверно оценить «эффективную» толщину глин, из которой непосредственно происходило отжатие. Отжатие элизион-ных вод из центральной части глинистого пласта большой толщины (фроловская свита), с которым мы имеем дело в данном случае, затруднено. Подобная ситуация складывается и при эмиграции битумоидов из пластов аргиллитов большой толщины, как это отмечено А. Э. Конторовичем [4]. В центральной части глинистого пласта большой толщины состав битумоидов ближе к первичным, автохтонным. Вероятно, седиментационные воды центральных частей глинистых пластов остаются наиболее близкими по составу к первоначально захороненным с осадками седиментационным водам, несмотря на возросшую геостатическую нагрузку. Мощность фроловской свиты (неокомский ГК), перекрывающей юрские отложения в пределах месторождения, и всего Красноленинского свода достигает 700 м.
При оценке масштабов поступивших в нижнесреднеюрский ГК элизионных вод мы условно приняли, что их объем примерно одинаков на единицу площади распространения в пределах месторождения.
Исследователи, занимавшиеся проблемой элизионного процесса, сходятся во мнении, что при отжатии происходит опреснение воды, снижение ее минерализации и увеличение химической активности. Существует четкая корреляционная связь между глинистостью и минерализацией отжатой воды: с увеличением глинистости минерализация отжатой воды уменьшается при прочих равных условиях.
В работе Л. И. Флеровой [5] приводятся результаты отпрессовывания растворов из глинистых отложений Западной Сибири по методу П. А. Крюкова. Состав поро-вых растворов изучался по двум районам центральной части ЗСМБ, образцы были взяты с глубин 1 600-1 900 м и 2 200-2 400 м. Было определено, что для отжатых поровых растворов общая минерализация колеблется в пределах от 5,3 до 11 г/л. Если перенести полученные этим автором результаты на объект исследований — Талин-ское месторождение — и предположить смешение захороненных седиментационных вод нижнесреднеюрского комплекса и элизионных вод с минерализацией от 5,3 до 11 г/л, то возникновение аномалий участков с минерализацией подземных вод 2-3 г/л только с позиций элизионного водообмена не находит объяснения. Данные аномалии могли сформироваться при поступлении по вертикальным каналам миграции высокотемпературных глубинных флюидов, вероятно пресных или ультрапресных.
Аномалии химического состава имеют прямую генетическую связь со структурой гидрогеодинамического поля. На рис. 1 приведена карта-схема строения фундамента с наложенными аномалиями химического состава. Участки, где отмечено значительное понижение минерализации по отношению к фоновому значению (8-9 г/л), выделены как отдельные зоны (для описания использованы буквы: А, Б, В, Г). На карте-схеме не приведены наиболее характерные значения величины минерализации подземных вод.
Структура гидрогеодинамического поля крайне неоднородна, в основном наблюдаются догидростатические давления. Дефицит давлений в районе исследований достигает 5-9 МПа [1], в среднем составляя 1,6 МПа. В то же время встречаются участки со сверхгидростатическими давлениями (СГПД). Превышение условного гидростатического давления достигает 1МПа, среднее значение составляет 0,5 МПа. Величины превышения или дефицита пластового давления приведены относительно условного гидростатического давления на отметке 2 700 м.
Аномалия химического состава «А» приурочена к северной части месторождения, превышение условного гидростатического давления составляет здесь 0,77 МПа. Для подземных вод характерна очень низкая минерализация 4,5-6,1 г/л. Современная температура кровли фундамента составляет в среднем 100 0С. На данном участке прослеживается крупный разлом северо-восточной ориентировки.
Аномалия химического состава «Б» приурочена к участку, где зафиксировано СГПД 27,6 МПа. Минерализация вод составляет 3,9-4,3 г/л. Причем здесь же находится интрузивное тело палеозойского возраста, представленное диоритами и тоналитами. Современная температура кровли фундамента на этом участке составляет 100-105 0С, достигая 110 0С. Вероятно, это участок восходящей миграции, поступления глубинных флюидов в периоды тектонических подвижек.
Аномалия химического состава «В» приурочена к участку, где давления догид-ростатические и меняются от 21 до 25, 5 МПа. Минерализация вод очень низкая и составляет 2,4-3,7 г/л. Это участок пересечения границы между Восточно-Уральским прогибом и Зауральским геоблоком крупного разлома.
Современная температура кровли фундамента составляет 100 0С. Пониженные минерализации могут быть связаны с «всасыванием» элизионных вод из вышеза-легающих пород-коллекторов по вертикальным каналам миграции. В периоды тектонической активности здесь также могли происходить интрузии низкоминерализованных глубинных флюидов.
Рисунок. Карта-схема строения фундамента с наложенными аномалиями
химического состава
Юго-восточнее аномалии химического состава «В» выделена аномалия «Г». Пластовые давления здесь в основном догидростатические, дефицит давлений достигает 4,5 МПа. Встречаются локальные участки с СГПД, где превышение условного гидростатического давления достигает 0,92 МПа. Среднее давление по участку 26,5 МПа.
Минерализация подземных вод здесь составляет 2,3-3,7 г/л. На данном участке в фундаменте прослеживаются крупные разломы северо-восточной ориентировки, между которыми проходит граница геоблоков. На этом же участке наблюдаются повышенные температуры кровли фундамента, превышающие 110 0С, которые совместно с неоднородным гидрогеохимическим полем однозначно свидетельствуют о сложной гидрогеодинамической обстановке, разнонаправленности потоков пластовых флюидов.
Современная структура гидрогеодинамического поля нижнесреднеюрского ГК в пределах Талинского месторождения нефти характеризуется контрастностью и, несмотря на поступление большого количества элизионных вод в течение заполнения Западно-Сибирской геосинеклизы, преобладанием догидростатических давлений в результате развития процессов растяжения земной коры. Зависимость формирования гидрогеохимических аномалий (участков с низкой минерализацией) от положения разломов, температур кровли фундамента и величин пластовых давлений отвечает модели сопряженного нисходяще-восходящего массопереноса [6]. На данном этапе развития гидрогеологического поля новых порций элизионных вод, вероятно, не поступает, но отжатые ранее и смешанные с седиментационными водами они взаимодействуют с глубинными флюидами. Эти сложные процессы смешения происходят в первую очередь благодаря наличию разрывных нарушений, которые по данным сейсморазведки иногда прослеживаются от фундамента до апт-альб-сеноманских отложений и выше.
Поступление глубинных флюидов — явления периодические, пульсационные, определяемые геодинамическими процессами в ЗСМБ. Масштабность поступления глубинных флюидов в нижние части разреза подтверждается широким развитием процессов аутигенного минералообразования.
Исследования процессов аутигенного минералообразования в пределах Талинского месторождения выполнены независимо друг от друга О. М. Гариповым, А. Е. Лукиным [7] и М. Ю. Зубковым [8]. Эти авторы пришли к единому мнению о широком развитии гидротермальной проработки базальных отложений и пород юрского возраста. Во вторичном поровом пространстве коллекторов-метасоматитов Талинского месторождения выявлено присутствие различных генераций каолинита, диккита, кварца, анкерита, альбита, адуляра и других минералов.
На наш взгляд объяснение контрастности гидрогеохимических и гидрогеоди-намических условий возможно при условии комплексного подхода с учетом истории формирования подземных вод района. Данные, получаемые в последние годы, приводят к необходимости совмещения элементов на первый взгляд противоположных точек зрения на особенности формирования подземных вод глубоких нефтегазоносных горизонтов, в первую очередь с аномально низкой минерализацией. В работе В. А. Всеволожского и Т. А. Киреевой [9] теории формирования инверсионных вод объединены и рассмотрены в виде трех общих групп. Речь идет о элизионно-дегидратационнной гипотезе формирования инверсионных вод (Л. Н. Капченко, А. А. Карцев, В. М. Матусевич и другие); гипотезе, объясняющей образование инверсионных вод поступлением глубинных флюидов, содержащих СО2, в зоны седиментационных соленых вод нижних частей артезианских бассейнов (В. А. Кротова, И. А. Лагунова, Ю. А. Ежов); теории происхождения инверсионных вод путем дистилляции и конденсации парогазовых смесей (В. В. Колодий, Б. Н. Султанов). Широкое распространение вод с низкой инверсионной минерализацией установлено во многих частях Западной Сибири, такие участки часто кор-релируются со сложными структурами гидрогеодинамического и гидрогеотермического полей. На примере рассмотренных гидрогеологических условий Талин-ского месторождения мы не можем отрицать разбавление первоначально захоро-
ненных седиментационных вод как элизионными, так и глубинными флюидами. В нижнесреднеюрском ГК (в условиях закрытой гидрогеологической системы из-за наличия фроловской свиты неокома) на современном этапе развития ЗСМБ сформировались сложные водные растворы, представляющие собой результат смешения природных вод разного генезиса и возраста.
В. И. Дюнин отмечает [10], что методология изучения подземных вод глубоких горизонтов разработана слабо из-за большой сложности объекта исследований: разнонаправленности и многообразии процессов, происходящих в системе вода — порода на больших глубинах, крайней неравномерности изученности подземных вод, значительной сложности уравнений, описывающих упруго деформируемые среды, в которых формируются глубокие флюиды. Но работа гидрогеологов в этом направлении крайне важна: не только как задача фундаментальной науки, но и как прикладной, так как постепенное решение вопросов формирования инверсионных вод повлечет за собой понимание многих процессов, связанных с формированием и разрушением залежей углеводородов, которые происходят в водной среде.
При гидрогеологических исследованиях, выполняемых в рамках задач поддержания пластового давления, утилизации подтоварных и сточных вод, мониторинга геологической среды на месторождениях углеводородов и т. д., анализы проб с низкими значениями в подавляющем большинстве случаев считаются браком. Брак при отборе глубинных проб подземных вод, несомненно, может присутствовать по самым разным причинам. Но результаты наших исследований показывают, что отбраковка должна производиться с учетом многих факторов, так как низкие минерализации могут быть результатом разбавления первоначально захороненных седиментационных вод поступившими в процессе осадконакопления элизионными водами, глубинными низкоминерализованными высокотемпературными флюидами. Это подтверждается совмещением структурных планов, тектонических карт с гидрогеохимическими, гидрогеодинамическими, палеогидрогеологическими и гидрогеотемпературными картами.
Список литературы
1. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 225 с.
2. Абдрашитова Р. Н., Куликов Ю. А., Акжанов Р. С. Формирование подземных вод в условиях элизионной водонапорной системы Западно-Сибирского мегабассейна // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2015. -№ 4. - С. 6-11.
3. Матусевич В. М., Бакуев О. В. Геодинамика водонапорных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Советская геология. - 1986 -№ 2. - С. 117-122.
4. Конторович А. Э. Очерки теории нафтидогенеза. - Новосибирск: СО РАН филиал «ГЕО», 2004. - 545 с.
5. Флерова Л. И. О содержании йода и брома в поровых растворах мезозойских отложений Западной Сибири // Известия вузов. Геология и разведка. - 1966. - № 6.
6. Абукова Л. А. Модели и механизмы нисходящей миграции УВ из осадочного чехла в приподнятые блоки фундамента / В сб. «Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе». - М.: ГЕОС, 2007. - С. 191-209.
7. Лукин А. Е., Гарипов О. М.. Литогенез и нефтеносность юрских терригенных отложений Среднеширотного Приобья. / Литология и полезные ископаемые. -1994. - № 5. - С. 65-85.
8. Зубков М. Ю., Дворак С. В., Романов Е. А. и др. Гидротермальные процессы в шеркалинской пачке Талинского месторождения (Западная Сибирь) // Литология и полезные ископаемые. - 1991. - № 3. - С. 122-132.
9. Всеволожский В. А., Киреева Т. А. К проблеме формирования инверсий гидрогеохимической зональности // Вестник Московского университета. - 2009. - № 5. - С. 19-25.
10. Дюнин В. И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. -М.: Научный мир, 2000. -472 с.
Сведения об авторах
Абдрашитова Римма Наильевна, к. г.-м. н, доцент кафедры геологии месторождений нефти и газа, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89224728639, e-mail: ritte@list.ru
Акжанов Ренат Саутбаевич, аспирант, Тюменский индустриальный университет, инженер-гидрогеолог, Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука СО РАН, г. Тюмень, тел. 89829875453, e-mail: bars-ak91@rambler.ru
Лукьяненко Елена Александровна, инженер-гидрогеолог, Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука СО РАН, г. Тюмень, тел. 8922074 7172, e-mail: elenatgngu@mail.ru
Information about the authors Abdrashitova R. N., Candidate of Science in Geology and Mineralogy, associate professor of the chair of oil and gas fields geology, Industrial University of Tyumen, phone: 89224728639, e-mail: ritte@list.ru
Akzhanov R. S., postgraduate of Industrial University of Tyumen, engineer-hydrogeologist, West Siberian Branch of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics named after A. A. Trofimuk, SB RAN, phone: 89829875453, e-mail: bars-ak91@rambler.ru
Lukyanenko E. A., engineer-hydrogeologist, West Siberian Branch Institute of Petroleum Geology and Geophysics named after A. A. Trofimuk, SB RAN, phone: 89220747172, e-mail: elenatgngu@mail.ru
